Дефекты и повреждения поверхностей нагрева и трубопроводов

4.2. Дефекты и повреждения поверхностей нагрева и трубопроводов

Трубы поверхностей нагрева, трубопроводов и коллек­торов работают в тяжелых условиях. К их качеству предъ­являются высокие требования, так как от этого в значитель­ной степени зависит надежность работы котла.

Продолжительность эксплуатации элементов котла, на­гретых до высокой температуры, ограничена обычно 100 тыс. ч, т. е. примерно 14 годами.

Исследования, проведенные ЦКТИ, ЦНИИТМАШ, ВТИ и СПО "Союзтехэнерго", показали, что долговечность эле­ментов котлов и трубопроводов, работающих в условиях ползучести, значительно больше 100 тыс. ч.

Повреждения трубных элементов поверхностей нагрева являются, как правило, следствием: дефектов производст­ва труб металлургического происхождения – плены, зака­ты, трещины и др.; дефектов термической обработки – нерекомендованной структуры перлитных сталей, мелкого зерна аустенитных сталей и др.; коррозии и окалинообразоваиия на наружной и внутренней поверхностях труб; эро­зии труб от абразивного износа, пара из обдувочных аппа­ратов и мазутных форсунок, ударного действия дроби (наклепа) и воздействия виброочистки; тепловой усталости металла; перегрева труб выше расчетной температуры; пол­зучести металла труб; нарушения условий эксплуатации, предусмотренных проектом (превышения давления, темпе­ратуры, нарушения режима питания котла водой, циркуляции в экранных  трубах и топочного  режима при пусках и остановах и др.); дефектов монтажа и ремонта и т. п.

4.2.1. Дефекты металлургического производства в трубах

При различных нарушениях на металлургическом или трубопрокатном заводе технологического процесса внутри труб остаются скрытые дефекты.

К металлургическим дефектам относятся:

1) несоответствие металла заданному химическому соста­ву, что приводит к изменению его рабочих характеристик;

Рекомендуемые материалы

2) неметаллические (шлаковые и флюсовые) включения, которые при обработке давлением деформируются в направ­лении волокна, оставаясь физически обособленными от раз­деляемых ими поверхностей металла и могут быть очагами разрушения;

3) неслитины металла (образуются из–за нарушения про­цесса разливки, в результате перерыва струи, холодного металла и др.) – представляют собой тонкие прослойки оксидов между зернами основного металла, что также является очагом разрушения;

4) усадочные раковины – могут быть при различных нару­шениях сплошности металла;

5) ликвация — неоднородность химического состава ме­талла. В этой зоне прочность металла понижена;

6) газовые пузыри и пористость – возникают при обработ­ке давлением. Сердцевинные пузыри завариваются, подкор­ковые – запрессовываются (при нагреве они могут вздуться);

7) горячие трещины – образуются в процессе затвердения сложных сплавов, где под действием термических напря­жений происходит разрушение кристаллического скелета сплава металла;

8) холодные трещины – возникают в слитке после окон­чания процесса его затвердевания.

Часть дефектных труб отбраковывают на котлостроительном заводе, а также при монтаже или ремонте котла. Но отдельные дефектные трубы иногда остаются в котлах, вводимых в эксплуатацию. Под нагрузкой ослабленной де­фектами металл через некоторое время может разрушить­ся. В основном дефектные трубы разрываются в первые недели работы котлов. Трубы с внутренними дефектами экс­плуатируются иногда по нескольку лет и разрываются пер­выми при временном перенапряжении, например при чрезмерном нагреве.

В отдельных случаях повреждения труб происходят при совместном действии скрытых дефектов металла и времен­ного ухудшения условий работы котла.

Пример 4.1. При эксплуатации котла ТП–230–2, работавшего при давлении 10 МПа, не соблюдался водный режим, в результате чего на наиболее обогреваемых трубах появилась накипь. Температура труб, изготов­ленных из стали 20 и расположенных против ядра пламени в топке, повысилась примерно до 500 ºС.

В двух трубах обозначались места местного растяжения метал­ла – так называемые отдулины. Были обнаружены сквозные трещины еще в четырех трубах, на которых отдулин не было. Вскоре после заме­ны поврежденных участков труб котел был аварийно остановлен из–за появления продольного разрыва одной из труб на длине около 0,5 м, отдулин на трубе не было.

Исследованием установлено, что в металле трубы большое коли­чество шлаковых включений – это снижало прочность труб. Шлаковые включения стали опасными при повышении температуры труб из–за накипи.

4.2.2. Технологические дефекты, возникающие при изготовлении, монтаже и ремонте котла

При изготовлении труб поверхностей нагрева во время монтажа или при ремонте котла могут возникнуть следую­щие дефекты:

1) гофры на гнутых участках труб;

2) утонение стенок растянутых участков гибов;

3) овальность гибов выше допустимой;

4) вмятины и задиры в местах закрепления труб на гибоч­ных станках;

5) утонение стенок труб ниже нижнего предела при абра­зивной зачистке концов труб для вальцовочных соединений;

6) пережог концов труб при термообработке под вальцовку;

7) пережог концов труб при механизированной абразивной зачистке под вальцовку;

8) изготовление поверхностей нагрева из небрежно хра­нившихся труб со следами значительной коррозии (выво­дящей толщину стенки ниже допусков);

9) отклонение радиусов гибов и длин прямых участков вы­ше допустимых значений;

10) дефекты заготовок и сборки под сварку составных труб из отдельных участков;

11) несоответствие указаниям чертежа и инструкции по свар­ке угла скоса кромок;

12) расслоение, шлаковые включения и загрязнения на кром­ках;

13) несоблюдение допусков по притуплению кромок и посто­янству по длине кромок;

14) несоблюдение допусков на зазор между кромками и по­стоянство его по длине кромок при сборке, а также несов­падение стыкуемых плоскостей кромок (излом или несоот­ветствие чертежу взаимного расположения осей соединяе­мых элементов);

15) смещение кромок соединяемых элементов;

16) отклонение размеров и формы швов от требуемых черте­жами, нормалями, ТУ и инструкциями по сварке;

17) трещины всех видов и направлений, выходящие на по­верхность;

18) наплавы, подрезы, прожоги, незаверенные кратеры, непровары, пористость и другие технологические дефекты;

19) деформация и коробление сварных соединений участков труб;

20) дефекты приварки труб поверхностей нагрева к элемен­там котлов и дефекты сборки под сварку (аналогичны де­фектам сварки труб из отдельных элементов);

21) дефекты вальцовки труб поверхностей нагрева:

22) расслоение, плены, трещины, на концах труб;

23) разрывы на развальцованных участках труб;

24) шероховатая поверхность внутри трубы на развальцо­ванном участке;

25) подрезы и резкие накаты в местах перехода неразвальцованной трубы в вальцовочный пояс, и вальцовочного по­яса в разбортованную часть;

26) отжатия трубы в гнезде, щели и загрязнения между тру­бой и вальцовочным гнездом;

27) отступления по максимальной и минимальной размера­ми выступающих концов труб, а также отклонения угла разбортовки от 15º;

28) недоход основания бортовочного колокольчика до кром­ки трубной доски или заход его за кромку на расстояние свыше 4 мм;

29) уменьшение толщины стенки конца разбортованной тру­бы более чем на 20 %; допустимая толщина стенок труб в местах бортовки должна быть не менее указанной.

Технологическими дефектами изготовления являются дефекты наиболее часто встречающиеся у труб, изготовлен­ных из сталей аустенитного класса, – закаты, вызывающие разрывы труб, расслоение   металла,   недоброкачественная заводская сварка стыков труб, соединений труб с камера­ми и приварки донышек к камерам, установка труб из ста­ли марок, не соответствующих проекту. В стыках труб, вы­полненных на заводе контактной сваркой, на внутренней их поверхности могут быть кольцевые валики (наплывы), рас­катанный шлак, образовавшийся при проходе трубы дорном, а также сварочный шлак, который является очагом для от­ложений накипи.

К дефектам монтажа относятся недоброкачественная сварка и попадание посторонних предметов в пароводяную систему котла. Появление свищей и разрывы стыков из–за некачественной сварки являются результатом неправиль­ной разделки кромок стыка и его сборки, а также несоблю­дения допусков и наличия непроваров.

Технологические трещины, риски и расслоения металла, а также задиры на внутренней поверхности труб могут по­являться при нарушении технологии изготовления, монтажа и ремонта котлов. В период эксплуатации котлов указан­ные дефекты приводят к образованию продольных разры­вов труб.

Расслоения металла обычно обнаруживаются в трубах из стали 1Х18Н12Т и выходят в большей части на внутрен­нюю поверхность по винтовой линии. Расслоения развива­ются в трещины, а трещины приводят к разрывам.

В сварных стыках труб, выполненных контактной свар­кой на стыкосварочных машинах, встречаются дефекты в виде несплавления стыкуемых кромок, кольцевых трещин и перегрева прилежащего к стыку участка трубы из–за ус­коренного развития ползучести, вызванной неудаленным внутренним гратом.

Повреждения угловых швов приварки змеевиков и шту­церов к коллекторам имеют вид кольцевых трещин вдоль линии сплавления со стороны змеевика или штуцера. Тре­щины образуются прежде всего из–за нарушения техноло­гии сварки, а также при недостаточной компенсации термических удлинений труб.

При разрушении трубы из–за дефектов металлургиче­ского производства, а также при разрушении сварных сое­динений из–за технологических трещин, непроваров, подре­зов, газовых пор или шлаковых включений причину повре­ждений установить нетрудно. Свищи и разрывы образуются непосредственно по дефектам. Поверхности несплошно­сти в месте заката, трещины металлургического производства или горячие трещины в сварном соединении покрыты окалиной. От них начинаются свежие изломы.

В металле, прилегающем к месту разрыва, часто наблю­даются скопления неметаллических включений.

Причина устанавливается после разрезки трубы, внеш­него осмотра и исследования макро– и микроструктуры.

Если трубы изготавливаются прошивкой и прокаткой из литых или катаных заготовок круглого сечения, то дефек­ты слитка (остатки усадочной раковины, газовые пузыри, шлаковые включения и др.) переходят в процессе техноло­гии в трубы. Поэтому для получения качественных труб следует использовать только заготовки без дефектов.

В процессе холодного волочения труб из–за попадания между трубой и волочильным кольцом окалины или из–за неравномерного износа кольца на наружной поверхности трубы могут образовываться продольные риски. Если воло­чение производилось на оправке или пробке, то риски мо­гут быть и на внутренней поверхности.

Трубы для поверхностей нагрева из стали 12Х2МФСР чаще содержат металлургические дефекты, чем трубы та­ких же типоразмеров из других сталей.

Пример 4.2. На котле ПК–41 произошло разрушение труб ширмового пароперегревателя первой и второй ступеней. Причиной разрушения были продольные трещины, расположенные с внутренней стороны стенки трубы, причем в каждом сечении имелось несколько таких трещин. Трещины были заполнены оксидами. По краям трещин плотность кар­бидов меньше, чем вдали от них, что говорит об обезуглероживании металла.

Микроструктура всех поврежденных труб из стали 12Х2МФСР не соответствовала рекомендованной. По окружности структура одинако­ва. Повышенного окалинообразования не наблюдалось.

Механические свойства и химический состав всех исследованных в МО ЦКТИ труб, имевших повреждения, удовлетворяли требованиям МРТУ 14–4–21–67.

По результатам исследования были даны рекомендации о замене пароперегревателя.

Рис. 4.1. Типичные случаи повреждения трубы Ø 32×5 мм из ста­ли 12Х1МФ нижней радиационной части котла ПК–41

Повышение рабочих температур пара на электростан­циях привело к тому, что многие элементы котла работают в области температур, при которых проявляется ползу­честь.

Ползучесть – это свойство металла, нагруженного при высокой температуре, медленно и непрерывно пластически деформироваться под воздействием напряжений. Металл элементов котлов, работающих при температурах выше 450 ºС, подвержен ползучести. В результате развития пол­зучести увеличивается диаметр и уменьшается толщина сте­нок труб. Деталь, проработавшая определенное время в ус­ловиях ползучести, разрушается при пластической дефор­мации во много раз меньше, чем при разрушении от крат­ковременной перегрузки при той же температуре.

Напряжения, вызывающие разрушения, могут быть су­щественно меньше временного сопротивления при данной температуре. Способность металла сопротивляться разру­шению при воздействии высокой температуры и напряже­ний характеризуется пределом длительной прочности – напряжением, приводящим металл к разрушению при данной температуре через определенный промежуток времени.

Перегрев металла вызывает изменение его структуры, снижение механических свойств и повышенное окалинообразование. Перегрев поверхностей нагрева может быть вы­зван следующими причинами: неравномерностью темпера­турного поля по сечению топки и газоходов, вызванной пло­хой работой горелок или шлакованием; разрушением защитного теплоизоляционного покрытия; несоответствием марки стали условиям работы; нарушением циркуляции; неудовлетворительным водным режимом и т. п.

В случае кратковременного перегрева металла разру­шение характеризуется увеличением диаметра трубы в мес­те разрушения и утонением стенок у кромки разрыва, а так­же наблюдается заметное изменение микроструктуры. Труба обычно имеет большое раскрытие.

Кромки бывают скошены под углом 45º, так как металл пластичен и разрушение наступает за счет среза по плос­кости максимальных касательных напряжений. Трещина всегда продольная, вследствие того что тангенциальные напряжения от внутреннего давления в 2 раза превышают осе­вые.

При длительном перегреве труб по сравнению с расчет­ной температурой разрушение ведет к небольшому увели­чению диаметра в месте разрыва и незначительному утоне­нию кромок, а на лобовой образующей наружной поверхно­сти появляется сетка продольных трещин.

Дли­тельная эксплуатация металла при высокой температуре или кратковременный большой перегрев сверх расчетной температуры вызывает изменения в структуре металла.

Головные паропроводы, выполненные из стали 12Х1МФ, проработали свыше расчетного срока службы 100 тыс. ч.

Исследования микроструктуры паропроводных труб, из­готовленных из стали 12Х1МФ, после длительной эксплуа­тации показали, что работа металла при 500–510 ºС в тече­ние расчетного срока службы практически не вызывает структурных изменений. При 540–545 ºС интенсификация коагуляции карбидов отмечается после 50–60 тыс. ч., а при 560–570 ºС – после 15–20 тыс. ч. Сама по себе коагуля­ция карбидов не может служить браковочным критерием, хотя и сопровождается ухудшением показателей прочности стали.

Ванадий, входящий в состав стали 12Х1МФ, образует химически более прочные карбидные соединения, чем мо­либден и хром. Содержание ванадия в карбидах в процессе эксплуатации изменяется мало.

Значительный переход молибдена, ванадия и хрома в карбиды обычно предшествует разрушению металла при длительной эксплуатации и высокой температуре. Если в процессе разрушения преобладает силовой фактор, то разрушение наступает и при малом содержании легирую­щих элементов в карбидном осадке.

Повреждения на ряде электростанций зарегистрированы на гибах труб Ø194×12, 219×Н, 273×17, 273×20, 325×20 и 325×22 мм.

Большинство повреждений произошло на гибах из стали 12Х1МФ, спроектированных в соответствии с нормативно–технической документацией 1956–1971 гг. и эксплуатируе­мых при давлении 10–14 МПа и температуре 510–540 ºС. В этой документации были заложены завышенные для дан­ной стали допускаемые напряжения.

На гибах паропроводов и пароперепускных труб, рас­считанных по сниженным напряжениям и изготовленных после 1971 г, повреждения были значительно реже. В некоторых случаях снижение эксплуатационной надежности гибов было связано с пониженной длительной пластично­стью материала, с защемлениями из–за плохого состояния опор, подвесок, из–за превышения температур пара над рас­четной, а также с наличием металлургических дефектов. Разрушение гибов труб вызвано также искажением формы поперечного сечения при гибке, утонением стенки в; месте гиба, низкой жаропрочностью и длительной плас­тичностью металла. Важную роль играют изменяющиеся во времени термические напряжения, появляющиеся при пус­ках, остановах и резких изменениях режима работы котла. Гибы обычно разрушаются из–за образования трещин на наружной поверхности вдоль наиболее растянутого при гибке волокна. В этом месте действуют наибольшие допол­нительные растягивающие напряжения, вызываемые изги­бом поперечного сечения в результате утонения трубы при гибке, а толщина стенки минимальна из–за вытяжки.

Реже наблюдались повреждения гибов из–за трещин, развивающихся с внутренней стороны в области нейтраль­ных волокон, где изгибные растягивающие напряжения мо­гут достигать большой величины. Ранее гибы труб поверх­ностей нагрева, внутрикотловых и станционных трубопрово­дов, выполненные из стали 12Х1МФ, при толщине стенки 20 мм и менее не проходили термической обработки после холодной гибки.

Проведенные НПО ЦКТИ исследования показали, что почти на всех трубах этих типоразмеров после длительной эксплуатации предел текучести металла гиба при комнат­ной температуре выше предела текучести металла прямого участка. Это свидетельствует о том, что наклеп сохраняет­ся на протяжении всего периода эксплуатации вплоть до момента повреждения, который наступал при сроках служ­бы 80–100 тыс. ч и более. Испытания на длительную проч­ность металла поврежденных труб показали снижение длительной пластичности металла гибов из стали 12Х1МФ, не проходивших термической обработки, почти на порядок по сравнению с металлом прямых участков.

Трубопроводы из стали 12Х1МФ с наружным диаметром 243 мм и толщиной стенки от 17 до 19 мм сняты с произ­водства.

На заводах–изготовителях применяется отпуск гибов из стали 12Х1МФ с толщиной стенки 20 мм.

Анализ структуры и свойств металла гибов, имевших ускоренную ползучесть на прямом участке или повреждение на гнутой части, в отдельных случаях позволил установить неоднородность микроструктуры и разницу в механических свойствах на прямом участке.

Исследования, проведенные МО ЦКТИ, показали, что металл большинства поврежденных гибов имеет повышен­ное содержание неметаллических включений, в частности сульфидов.

На электростанциях Минэнерго проводится проверка гибов необогреваемых труб котлов и паропроводов с на­ружным диаметром 76 мм и более (независимо от угла ги­ба) визуальным осмотром, ультразвуковой дефектоскопией с замером фактической толщины стенки и измерением овальности. Измерение овальности проводят в средней час­ти гиба, а ультразвуковому контролю подвергают 2/3 по­верхности гиба, включая растянутую при гибке зону и обе боковые нейтральные зоны.

Труднодоступные гибы с наружным диаметром менее 108 мм допускается проверять выборочно в количестве не менее 20%, а диаметром более 108 мм – в количестве 30 %. К труднодоступным относятся гибы труб, которые не могут быть проконтролированы без демонтажа (например, гибы труб, объединенных в плотные пучки и связанных ра­мами или другими конструкциями, а также водо– и паропе­репускных труб между барабанами двухбарабанных кот­лов).

При проведении ультразвуковой дефектоскопии гибов и при отношении номинальной толщины стенки трубы к но­минальному наружному диаметру 0,123 мм или менее не­обходимо руководствоваться инструкцией, а при боль­шем соотношении – инструкцией.

Если при контроле дефектов не выявлено и запас дос­таточный, то гибы оставляют в эксплуатации. Если запас на пределе, то допускается проверять прочность путем со­поставления фактических толщин и овальностей с допуска­емыми по номограмме (рис. 4.2).

Рис. 4.2. Номограмма для определения расчетного допускаемого числа пусков  котла   и  предельно  допустимой   овальности  гиба

Номограмма, разработанная УралВТИ, устанавливает зависимость между параметрами рабочей среды, фактиче­ской толщиной стенки, фактической овальностью и расчет­ным числом пусков.

По номограмме можно также определять предельно до­пустимые овальность или количество пусков.

В случае выявления дефектов на одном гибе необходи­мо проверить все гибы. Гибы подлежат немедленной замене, если имеются дефекты по толщине стенки, овальности, трещины и др.

Контроль гибов соединительных труб и трубопроводов в пределах котла производится для каждого гиба трубы, а труб поверхностей нагрева – выборочно, в количестве не менее 10 % числа гибов одного типоразмера, по инструкции, утвержденной главным инженером завода–изготовите­ля котла.

Овальность сечения в местах гибов труб определяется по формуле:

,

где  и  – соответственно наибольший и наи­меньший наружные диаметры трубы в месте гиба, мм, из­меряемые в одной плоскости контролируемого сечения. До­пустимая овальность сечения в местах гибов из перлитных и ферритных сталей показана в табл. 4.3.

Таблица 4.3 – Допустимая овальность труб, изготовленных из перлитных и ферритных сталей

ПРИМЕЧАНИЕ: В таблице: R – радиус гиба до нейтральной оси; D_н – номинальный наружный диаметр изгибаемой трубы; S – номинальная толщина стенки трубы.

Овальность гибов труб из аустенитных сталей принимается по инструкции предприятия–изготовителя котла; при этом допуск не должен превышать ука­занного в табл. 4.3 при условии обоснования расчетом.

В особых случаях, вызванных условиями изготовления, разрешается увели­чение отклонения овальности от указанной в табл. 4.3; оно должно быть обосно­вано расчетом  на долговечность с учетом ползучести и малоцикловой усталости.

В ремонтной практике критерием оценки овальности се­чения гнутого участка трубы принято считать абсолютную разность между наибольшим и наименьшим линейными размерами, снятыми в данном сечении трубы по ее наруж­ному диаметру.

Утонение стенки в гнутых участках труб не должно пре­вышать значений, предусмотренных техническими условия­ми на изготовление изделия:

,

где S – номинальная толщина стенки прямой трубы, мм;

S_мин  – минимальная толщина стенки трубы в месте гиба на растянутой стороне, мм.

Допустимое утонение стенки для труб, выполненных с отклонениями от номинальных размеров по толщине не более 10%:

При этом фактическая минимальная толщина    стенки должна быть не менее:

на наружном ободе гиба

,

на внутреннем ободе гиба

,

где  S₀ – расчетная толщина стенки прямой трубы, мм; С₃– прибавка, компенсирующая потери металла в эксплуата­ции, вызванные окалинообразованием (коррозией) в усло­виях длительной работы.

В технически обоснованных случаях разрешается уве­личение утонения стенки, которое должно быть обосновано расчетом на прочность с учетом ползучести и малоцикловой усталости и указано в чертежах.

Утонение стенки проверяется ультразвуковым толщино­мером, или путем измерения толщины стенки после разрезки гибов, или засверловкой на растянутой стороне гиба, производимой в выборочном порядке по усмотрению ОТК завода либо по требованию представителя Госгортехнадзора СССР.

На гибах труб поверхностей нагрева не допускаются уто­нение стенки больше размеров, указанных в чертежах или стандартах на изделие, трещины, вмятины, задиры и дру­гие дефекты. Перед гнутьем большой партии труб на отсут­ствие дефектов опытные гибы проверяются внешним осмот­ром и прогонкой шара.

При визуальном осмотре необходимо убедиться в пра­вильности размеров и в отсутствии трещин.

При проверке и контроле гибов труб все сомнительные места зачищают напильником до блеска металла, шлифуют абразивной шкуркой и протравливают. Для травления труб

из углеродистой и низколегированной сталей применяют 10 %–ный раствор азотной кислоты, а для труб из аустенитной стали – реактив Марбли (гидратированный раствор соляной кислоты с медным купоросом в составе: Н₂О – 20 см³, НСl – 26 см³, СиSО₄ – 4 см³). При наличии в ме­талле трещины будут отчетливо просматриваться через обычную лупу пятикратного увеличения. Протравленные места после внимательного осмотра необходимо промыть.

Проверку чистоты сечения – сужения внутреннего диа­метра трубных элементов в местах сварных стыков и в гибах – проверяют прогонкой через змеевики сжатым возду­хом давлением 0,4–0,6 МПа контрольного шарика.

При проверке чистоты сечения готовых элементов по­верхностей нагрева прогонкой через каждый змеевик ша­рика у выходного отверстия ставят отбойный лист с ловительным стаканом или же прикрепляют брезентовый ме­шок – ловитель шарика. Сужение внутреннего диаметра в сварных швах прямых труб не должно превышать 0,1 D_вн. Внутренний минимальный диаметр определяют с учетом допусков по наружному диаметру и толщине стенки по стан­дарту на трубы и подсчитывают по формуле:

,

где  – наружный (номинальный) диаметр трубы, мм;  – минусовый допуск на наружный диаметр трубы по ГОСТ или ТУ;  – номинальная толщина стенки трубы, мм; – плюсовый, допуск на толщину стенки по ГОСТ или ТУ.

Диаметр шарика для проверки проходимости сварных швов прямых участков труб подсчитывается по формуле:

,

где – диаметр шара, мм.

В настоящее время применяется и более быстрый спо­соб нахождения суженных мест в трубах. При этом спосо­бе металлический шар, обладающий малой дозой радиа­ции, за счет присутствия в нем изотопа цезия–137 отыскивается специальным прибором ШИ–65 (шарикоискатель). При проведении щупом этого прибора вдоль проверяемой трубы обнаруживают место застревания шарика. Выявив место сужения сечения труб (в стыках и гибах), произво­дят вырезку дефектных участков, при этом заменяют гибы или переворачивают стык.

Методы контроля качества и испытания на образцах–свидетелях в объеме одной пробы от каждой садки, изделий указаны в технологических процессах и технической доку­ментации завода–изготовителя котла.

Испытания горячедеформированных труб, гибов из ста­ли 15ХМ, 12Х1МФ, 15Х1М1Ф, 12Х2МФСР, 12Х18Н112Т, 12ХПВ2МВ на растяжение, на ударную вязкость, и сплю­щивание, а также на металлографические исследования сле­дует производить после термической обработки. Изделия из сталей 20, 15ГС и 12Х11В2МФ подвергаются испытаниям указанных видах после гибки.

Если при проверке обнаруживают гибы с овальностью более 14 %, то их заменяют. В течение года с момента про­верки необходимо заменить:

1) все гибы из сталей 20 и 15ГС, имеющие овальность бо­лее 8 % и работающие при температуре среды более 440 ºС;

2) все гибы из сталей 12МХ и 15ХМ, имеющие овальность более 8%, и работающие при температуре среды более 500 ºС;

3) все гибы из сталей 12Х1МФ и 15Х1МФ, работающие при температуре среды 520 ºС и более.

Гибы, оставленные во временной эксплуатации, должны подвергаться контролю, для чего выбирают контрольную группу в объеме 10 % гибов каждого типоразмера. Резуль­таты контроля гибов заносят в формуляр.

В определении причины разрушения можно воспользо­ваться сравнением внешнего вида излома с уже исследо­ванными ранее случаями, описанными в технической ли­тературе. Систематический обзор дефектов металлургиче­ского производства в слитках, прутковой стали, листе, тру­бах и штамповках может дать определенное представление о причинах повреждений.

4.2.3. Примеры повреждения гибов необогреваемых труб котлов и паропроводов

Гибы труб являются наиболее распространенными и не­надежными элементами трубопроводов.

Безаварийная работа паропроводов свежего пара и промперегрева ТЭС главным образом зависит не только от условий их эксплуатации и принятых проектных реше­ний, но и от качественного выполнения монтажных и ремонтных работ. Опыт эксплуатации котлов показывает, что разрушения гибов могут происходить из–за дефектов ме­таллургического производства  (закаты, плены, трещины, риски, нерекомендуемая структура), технологии изготовле­ния (утонение и овальность, выходящие за пределы установленных норм), недостаточной толщины стенки (при при­нятой по техническим условиям овальности и пониженной жаропрочности металла при 540°С), отклонения от рас­четных параметров в период эксплуатации (колебания тем­пературы сверх расчетной) и других причин.

Большая часть повреждений, происшедших после 15–100 тыс. ч эксплуатации, приходится на гибы водоопускных; пароотводящих и пароперепускных труб Ø 76, 133 и 159 мм.

Статистика аварийных повреждений необогреваемых труб котлов показывает, что около 70 % их приходится на гибы.

Наибольшее число повреждений гибов из стали 12Х1МФ отмечается на трубах Ø 273×18 – Ø 273×20 мм (с отно­шением толщины стенки к наружному диаметру S/D_н ≤ 0,07) и Ø 133×10 мм, работающих при температуре 540 ºС и дав­лении 10 МПа.

На котлах с параметрами пара 14,0 МПа, 570 ºС и 10,0 МПа, 510/540 ºС после проведения ультразвукового контроля и измерения овальности гибов необогреваемых труб было выявлено около 2,7 % гибов с недопустимыми дефектами и более 8 % труб с недопустимыми значениями овальности. Большое число дефектов (по протяженности) обнаруживалось у труб, имеющих смежные гнутые участ­ки. Особенно значительные дефекты выявлены там, где углы изгибов резко различались.

Проведенная систематизация результатов контроля гну­тых участков трубопроводов позволила установить, что по отдельным котлам бракуется более 10% гибов из–за нали­чия в них трещин, развившихся от бывших рисок и других дефектов на их внутренней поверхности.

Некоторые разрушения в интервале 20–50 тыс. ч экс­плуатации происходят в результате раскрытия этих дефек­тов. На долю разрушений по таким признакам приходится примерно 15 % общего числа повреждений гибов паропере­пускных труб.

Пример 4.3. На котле ТП–100, работающем при давлении 15,3 МПа и темпера­туре 343 ºС, произошло разрушение гиба водоопускной трубы Ø 159×12 мм, изготовленной из стали 20, после 35,5 тыс. ч эксплуатации и 470 пусков. Разрушение началось с внутренней поверхности стенки в нейтральной зоне гиба. На краях разрыва внутренней стенки трубы продолговатые коррозионные язвины и трещины длиной 10–15 мм, расположенные в основном по рискам глубиной 0,3–0,5 мм, – технологического происхождения. Трещины имели полостевидный характер, типичный для коррозионно–усталостных повреждений. Овальность се­чения около места разрушения 7 %. Темная окислившаяся поверхность излома свидетельствовала о том, что разрушение произошло после то­го, как глубина трещины достигла 9,4 мм.

Пример 4.4. На котле ТМ–84 произошла авария из–за разрыва гиба водоопускной трубы 133×10 мм, изготовленной из стали 20, после наработки более 61 тыс. ч. В период этой наработки котел включался в работу 230 раз. Разрыв произошел по растянутой зоне гиба.

При контроле с помощью УЗД было забраковано еще четыре гиба водоопускных труб Ø 159×12 мм. На нейтральных образующих внут­ренней поверхности всех забракованных гибов имелись коррозионные язвины глубиной до 2 мм. Кроме того, на двух из них выявлены тех­нологические дефекты изготовления.

Пример 4.5.  На котле ТГМ–1–51 произошла авария из–за разрыва гиба пароотводящего трубопровода Ø 133×9 мм, изготовленного из стали 20, после наработки около 137 тыс. ч. Внутренняя поверхность повреж­денного трубопровода была поражена точечной коррозией. На ней­тральной образующей имелись коррозионно–усталостные трещины глу­биной до 1,5 мм.

Пример 4.6. Авария стационарного парового котла ТПП–110, работающего на пылеугольном топливе, произошла из–за разрушения гиба пароперепускной трубы Ø 159 мм с толщиной стенки 16 мм, изготовленной из стали 12Х1МФ, из коллектора верхней радиационной части (ВРЧ) в трубопровод "встроенных задвижек".

Котел ТПП–110 – прямоточный, водотрубный, двухкорпусиый с несимметричным расположением пароперегревателей, паропроизводитель­ностью 950 т/ч, работающий с давлением 25,5 МПа, температурой ост­рого пара 545 ºС и вторичным перегревом до 575 ºС при давлении пром­перегрева на выходе 3,7 МПа.

Котел изготовлен таганрогским заводом "Красный котельщик" как головной в серии ТПП–110.

Повреждение представляет собой продольное – раскрытие растяну­той части стенки длиной 790 мм и максимальной шириной 220 мм. На наружной поверхности трубы вдоль линии повреждения обнаружены продольные трещины длиной 10–30 мм и шириной 0,5–1,0 мм. На внутренней поверхности трубы между нейтральной и растянутой зонами были мелкие продольные трещины длиной не более 5–12 мм. Кром­ки трубы в месте раскрытия имеют две ярко выраженные зоны, рас­положенные под углом 45º друг к другу: верхнюю зону – зону разви­тия повреждения и нижнюю – зону залома. Верхняя зона, развива­ющаяся от наружной поверхности трубы, в свою очередь имеет участок длительного развития повреждения с характерной притертой поверх­ностью, занимающей большую часть верхней зоны, Зона залома (нижняя зона) имеет ровную поверхность с отдельными козырьками залома.

Наружная и внутренняя поверхности трубы покрыты слоем окали­ны толщиной не более 1,0 и 0,5 мм соответственно.

Наименьшая толщина стенки на линии разрыва гиба составляет 13,1 мм, наибольшая 16,2 мм. Измерение геометрии разрушенного гиба показало, что наружный диаметр гиба, пересчитанный с периметра, со­ставляет 162 мм (при нормальном 159 мм), а внутренний–147 мм (при нормальном 127 мм).

Механические испытания проводились на продольных (для разрушенного гиба) образцах при комнатной и. рабочей температурах. Ис­пытания показали, что как в разрушенном, и в неразрушенном гибе свойства растянутых и прямых участков одинаковы, за исключением твердости. В неразрушенном гибе твердость в растянутой зоне на 10 единиц превышает твердость прямого участка. Отсутствие анизотропии  свойств в прямом и растянутом участках свидетельствует об относи­тельно длительном воздействии повышенных температур в процессе эксплуатации.

Металлографическим исследованием установлено, что микрострук­тура металла растянутой зоны разрушенного гиба по всему сечению шлифа состоит из феррита и перекристаллизованного перлита, распо­ложенного преимущественно по границам зерен. С наружной стороны разрушенного гиба параллельно линии повреждения обнаружены продольные микротрещины глубиной от нескольких микрон до 5–6 мм. Все трещины носят межкристаллитный характер, расположены в рас­тянутой части гиба и заполнены продуктами окисления.

Характер развития трещин – разветвленный, встречались сопутствующие трещины и микропоры, развивающиеся в теле стенки трубы. Подобное развитие трещин свидетельствует о том, что разрушение происходило по механизму ползучести.

До аварии котел отработал 122703 ч при 385 пусках и за этот пе­риод котел имел 10 капитальных и 8 средних ремонтов, при этом пароперепускцые трубы 159×16 мм не заменялись.

Контроль за состоянием металла гибов пароперепускных труб со дня ввода котла в эксплуатацию не осуществлялся.

В соответствии с "Инструкцией по наблюдению и контролю за металлом трубопроводов и котлов" (ОРГРЭС, 1970) проверке подлежали только гибы труб главных паропроводов свежего пара и горячего промперегрева. На основании этой инструкции и "Положения о порядке установления сроков дальнейшей эксплуатации котлов, турбин и паро­проводов, проработавших свыше 100 тыс. ч." (ОРГРЭС, 1973) решения о пригодности перепускных труб котлов и дальнейшей эксплуатации свыше 100 тыс. ч не требовалось.

Намеченные объемы работ по контролю за металлом и сварными соединениями  в  периоды  между  капитальными   ремонтами   были  выполнены в соответствии с действующими инструкциями.

На основании положительных результатов обследования экспертно–технической комиссией было принято решение о пригодности обо­рудования к дальнейшей эксплуатации котла на срок 50 тыс. ч.

В период пусконаладочных работ на котле были установлены случаи превышения температуры стенки необогреваемых труб на вы­ходе из ВРЧ, достигавшие 550 ºС и более при расчетной 480 ºС. Чтобы устранить выбеги температур, был введен впрыск в рассечку между боковыми и фронтовыми панелями ВРЧ. Однако из–за ненадежности конструкции пароохладителя по рекомендации ОРГРЭС впрыск был отключен и установлен на котле другой модификации.

Комиссия, расследовавшая аварию, установила, что при эксплуа­тации котла систематически допускались выбеги температур пара выше расчетной на 5–10 ºС. По действующей нормативно–технической доку­ментации не были предусмотрены температурный контроль всех не­обогреваемых труб при температуре 450 ºС и выше, а также фиксация этих температур.

После замены поврежденной пароперепускной трубы был произве­ден пуск котла для оценки фактического температурного режима. Во время работы котла замерены температуры труб 159×16 мм от фрон­товых коллекторов ВРЧ в трубопровод встроенных задвижек, а также пароперепускных труб Ø 325×45 мм из конвективного пароперегревателя в ширмовый пароперегреватель первой ступени. Измеренный температурный режим не превышал расчетного.

Разрушение гиба пароперепускной трубы произошло из–за разви­тия трещин, возникших на наружной поверхности гиба, в результате ускоренной ползучести выше расчетной величины. Ускорение ползуче­сти произошло при периодически возникавшем в течение длительного времени превышении температуры над расчетной в период пусконала­дочных, доводочных и реконструктивных работ на головном котле ТПП–110.

При выборочном контроле 441 гиба необогреваемых труб с температурой менее 450 ºС забраковано 242. Было принято решение о за­мене всех гибов необогреваемых труб котла ТПП–110.

4.2.4. Примерная методика обследования повреждений труб

Обследование повреждения следует проводить немед­ленно после обнаружения дефекта, так как со временем возможно, окисление излома или механическое удаление оксидов (например, "валиков" и оксидов, выступающих из трещин).

Исследования повреждения следует начинать с осмотра трубы (гиба) на месте до ее вырезки или ремонта.

Необходимо зафиксировать место расположения дефек­та и его ориентацию (на поверхности нагрева по высоте, расстоянию от стенки, лобовой или тыльной образующей).

Визуальный осмотр разрезанного гиба производится пос­ле ручной зачистки шкуркой на наружной поверхности рас­тянутой зоны и внутренней поверхности нейтральных зон гиба. Часть поврежденной поверхности вырезают и про­травливают 18%–ным водным раствором соляной кислоты для снятия окалины.

По результатам осмотра фиксируют: характер дефектов (язвины, цепочки язвин или трещины – поперечные, про­дольные, одиночные или множественные и др.); размеры дефектов (длина, ширина в месте максимального раскры­тия, глубина); наличие технологических дефектов; наличие видимой деформации вблизи повреждения (утонение стен­ки); вид излома; расположение, дефекта по периметру и длине гиба. Вид излома необходимо сфотографировать.

После осмотра необходимо ознакомиться с чертежами (нет ли отступлений), сертификатными данными на при­мененный материал, записями в паспортах и шнуровых книгах, произвести опрос эксплуатационного и ремонтного персонала об особенностях работы поврежденного эле­мента.

В описание общей характеристики повреждения вно­сятся: даты повреждения, тип и заводской (станционный) номер котла; условия обнаружения повреждения (во вре­мя контроля, эксплуатации, гидравлических испытаний и т. д.); назначение трубы, ее размеры и марка стали; мак­симальное значение овальности и минимальная толщина стенки в нейтральных и растянутых зонах гиба; расчетные параметры среды в поврежденном гибе (температура и дав­ление); расположение гиба (в горизонтальной или верти­кальной плоскости); данные о наработке (в часах и пус­ках), в том числе при разных температурах и давлениях, если имело место изменение параметров; методы и резуль­таты неразрушающего контроля до повреждения с указа­нием времени от предыдущего контроля до повреждения; сведения о ранее выявленных аналогичных повреждениях;  показатели водно–химического режима и их соответствия Правилам устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов.

Желательно дать описание технологии изготовления ги­ба на заводе–изготовителе (по сертификатным данным) и схему узла с привязкой места повреждения.

Вырезка участка металла для металлографического ис­следования должна производиться только механическим способом у очага разрушения и конца трещины. Очаг раз­рушения определяют по виду излома, интенсивности оксид­ной пленки на изломе и находится, как правило, в месте максимального раскрытия трещины. Рекомендуется также вырезать шлиф и вдали от трещины.

Вместе с этой лекцией читают "16 Реакция арабского мира на вторжение США в Ирак".

Металлографический анализ шлифов в месте поврежде­ния включает микроисследование нетравленого и травле­ного шлифов с целью определения характера и морфоло­гических признаков дефектов.

Контроль остаточной деформации труб поверхностей на­грева производится с использованием специальных шабло­нов (скоб), размеры которых должны быть равными:

1) для труб из углеродистых сталей – номинальному на­ружному диаметру (D_н) трубы+3,5 % D_н;

2) для труб из легированных сталей – номинальному на­ружному диаметру трубы+2,5 % D_н.

Размеры шаблонов проверяют каждый раз перед нача­лом измерения. Первое измерение диаметра труб и в случае необходимости контрольные измерения производят штанген­циркулем или микрометром. Измерения производят в зоне максимальных температур в одних и тех же местах, которые указаны в формуляре. Эти места .зачищают стальными щетками и замеряют по двум взаимно перпендикулярным диаметрам. Результаты осмотра и исследования заносят в формуляр.

Трубы поверхностей нагрева из углеродистых ста­лей с остаточной деформацией 3,5% и более и тру­бы из легированной стали с остаточной деформаци­ей 2,5 % и более подлежат вырезке и замене но­выми. При этом остаточная деформация настенных экранных труб в связи с локализацией деформации (из–за более высоких температур на огневой поверхности труб по сравнению с тыловой) не должна превышать 2 %. Указанные предельные значения увеличения наружного диа­метра допускаются к концу срока службы между капиталь­ными ремонтами котла.